鄂西地區二疊系大隆組含氣頁巖巖相類型及儲層特征

摘要：為研究鄂西地區上二疊統大隆組含氣頁巖巖相類型和儲層特征，本文以鄂西地區恩施市恩地2井鉆井巖心為研究對象，利用X射線衍射全巖礦物分析（XRD）、總有機碳（TOC）質量分數測定、鏡質體反射率（Ro）測定、干酪根鏡檢、場發射掃描電鏡（FE-SEM）觀察、CO2和N2吸附實驗、頁巖含氣量測定、微量元素測定等方法開展精細研究。結果顯示：鄂西地區二疊系大隆組主要發育的巖相類型包括硅質巖相、黏土質硅質巖相和混合質硅質巖相，其中黏土質硅質巖相是大隆組有機碳質量分數最高的巖相類型；大隆組頁巖孔隙類型多樣，微孔和介孔貢獻了頁巖主要的孔隙體積和孔比表面積；高有機碳和高黏土礦物有利于頁巖氣的聚集和頁巖中微小孔隙（孔徑＜50 nm）系統的建立，微孔和介孔中的吸附氣是總含氣量的重要組成部分。以含氣量和有機碳質量分數為指標建立鄂西二疊系大隆組頁巖評價標準，黏土質硅質巖相和混合質硅質巖相為Ⅱ1類優勢巖相類型，硅質巖為Ⅱ2類頁巖氣優勢巖相類型，恩地2井1 241.0～1 250.4 m井段為頁巖氣“甜點段”。頁巖微量元素和有機碳質量分數關系表明大隆組高有機質含量是高古生產力和水體還原環境的共同結果，其中高古生產力是有機質富集的主要原因。

關鍵詞：鄂西地區；大隆組；頁巖巖相；孔隙結構；含氣性；儲層

doi：10.13278/j.cnki.jjuese.20230076

中圖分類號：P586

文獻標志碼：A

Supported by the National Natrual Science

Foundation of China（42130803） and the Science and Research Project of Hubei Geological Bureau （KJ202316，KJ202314）

Lithofacies Types and Reservoir Characteristics of Gas-Bearing Shale of Permian Dalong Formation in Western Hubei

Xie Tong1， Chen Wei1， Pan Shiyang2， Shi Wanzhong3，4， Wang Yi1， Zhang Yanlin1， Duan Ke1，

Ren Zhijun1

1. Hubei Geological Survey， Wuhan 430034，China

2. Hubei Geological Research Laboratory， Wuhan 430034，China

3. School of Earth Resources， China University of Geosciences， Wuhan 430074， China

4. Key Laboratory of Tectonics and Petroleum Resources （China University of Geosciences）， Ministry of Education， "Wuhan 430074， China

Abstract： To study the lithofacies types and reservoir characteristics of gas-bearing shale in the Upper Permian Dalong Formation in western Hubei area， the drilling cores of Endi 2 Well were taken as the research object and analyzed by whole rock X-ray diffraction， organic carbon content， vitrinite reflectance， kerogen microscopy， field emission scanning electron microscopy， carbon dioxide and nitrogen physical adsorption experiments， shale gas content and trace elements. The results show that the main lithofacies types of the Permian Dalong Formation in western Hubei include siliceous rocks， clayey siliceous rocks and mixed siliceous rocks， and the clayey siliceous lithofacies has the highest average organic carbon content. The shale of Dalong Formation has multiple pore types. Micropores and mesopores contribute to the main pore volume and specific surface area of shale. High organic carbon and clay mineral content are conducive to the accumulation of shale gas and the establishment of micro-pore system （pore size lt; 50 nm） in shale， and the adsorbed gas in micropores and mesopores is an important part of the total gas content. This paper established the evaluation criteria of Permian Dalong Formation shale in western Hubei based on gas content and TOC. The results show that clayey siliceous lithofacies and mixed siliceous lithofacies are Ⅱ1 class advantageous lithofacies types， siliceous lithofacies are Ⅱ2 class advantageous lithofacies types， and the 1 241.01 250.4 m section of Endi 2 Well is the “sweet section” of shale gas. The relationship between trace elements and organic carbon content of shale shows that the high organic matter content of Dalong Formation is the joint result of high productivity and water reduction environment， and the high ancient productivity is the main reason for the enrichment of organic matter.

Key words： western Hubei area; Dalong Formation; shale lithofacies; pore structure; gas-bearing property;reservoir

0 引言

中國是美國之外最大的頁巖氣生產國，近10年來，國內石油公司在四川盆地及其鄰區實現了頁巖氣的有效開發和利用[1]。鄂西地區緊鄰四川盆地，近些年多家企事業單位在宜昌、恩施等地區開展了針對震旦系—侏羅系多套頁巖層系的調查評價工作，并在寒武系牛蹄塘組、志留系龍馬溪組和二疊系大隆組獲得了頁巖氣發現[23]。湖北省二疊系頁巖氣研究起步較晚，人們對其認識較薄弱，目前僅2019年和2021年在湖北恩施地區先后實施的恩地1井和恩地2井在二疊系大隆組獲得了顯著的頁巖氣發現[45]，2021年中國石化在湖北利川紅星地區鉆探的HY1井，在二疊系頁巖獲得了日產氣8.9×104" m3[6]，頁巖氣試采效果顯著。這不僅打破了中國南方頁巖氣“一層獨輝”的局面，也為鄂西地區二疊系頁巖氣的勘探開發奠定了基礎。

頁巖巖相研究是頁巖氣勘探開發的基礎，巖相主要受沉積環境的控制，其劃分方案多樣，大多以礦物組分為基礎，進而引入有機質豐度、沉積構造、古生物等因素進行綜合分類，不同類型的巖相儲層特征具有差異性，巖相研究對于優質儲層劃分具有指導意義[710]。頁巖氣主要以吸附態或者游離態賦存于頁巖儲層孔隙中，具有自生自儲、源儲一體的特點[1]。頁巖儲層研究是頁巖氣勘探與開發的核心問題，主要包括有機質豐度、有機質類型、有機質成熟度、巖石礦物成分、儲集物性特征等多個方面[11]，全面多角度研究頁巖儲層，總結頁巖氣富集機理，是頁巖氣高效勘探的必要手段。

前人對于鄂西地區二疊系大隆組富有機質頁巖巖相類型和儲層綜合研究較少，大多成果僅以地層露頭剖面資料為基礎，露頭樣品風化程度較高，測試結果不準確，且缺少關鍵的含氣量數據，對下一步勘探開發指導意義不足。恩地2井位于鄂西地區恩施市，在1 204 ～1 256 m井段鉆遇二疊系大隆組富有機質頁巖，并獲取了完整的巖心。恩地2井大隆組平均含氣量為3.0 m3/t，最大含氣量達到5.9 m3/t，截至2022年，恩地2井是鄂西地區解吸含氣量最高的頁巖氣調查井。本文以恩地2井巖心為研究對象，先利用巖心觀察、偏光顯微鏡觀察、X射線衍射全巖礦物分析（XRD）等方法對大隆組地層巖相進行研究，然后采用總有機碳（TOC）質量分數測定、鏡質體反射率（Ro）測定、場發射掃描電鏡（FE-SEM）觀察、巖石孔隙度測定、巖石滲透率測定、CO2和N2吸附實驗、頁巖含氣量測定等手段，分析大隆組儲層特征及優勢巖相類型，最后根據巖石地球化學特征，探討大隆組有機質富集機理，并開展該鉆井頁巖巖相劃分、儲層特征研究，確定優勢巖相，以期對后續鄂西地區二疊系頁巖氣開發提供參考。

1 地質背景

研究區位于湖北省西南部地區（圖1a），構造上屬于中揚子區，西鄰四川盆地，東南接江南雪峰推覆隆起帶。侏羅紀末期的燕山褶皺運動造成了全區的強烈變形，形成了以北東向和北北東向為主的褶皺和斷裂構造[13]。恩地2井位于花果坪復向斜帶西部、白楊坪—椒園向斜帶中段，受白楊坪—椒園向斜東側大青山逆沖斷層影響，該向斜呈現為西側寬緩、東側較緊閉的形態（圖1b）。已部署的二維地震剖面顯示，該區二疊系大隆組地震同相軸振幅較強且連續分布，未表現出明顯的構造變形和破碎特征，可認為該區大隆組頁巖構造保存條件較好。

晚二疊世，古特提斯洋打開，中上揚子區發生了大規模的陸內裂陷，研究區西側發育開江—梁平海槽，研究區內發育城口—鄂西海槽（圖1c）。在構造拉張作用背景下，城口—鄂西海槽一直保持到二疊紀末期[1314]，該裂陷槽主要分布在重慶奉節—湖北恩施—湖南張家界一帶，走向為南南東—北北西方向。晚二疊世在裂陷槽內沉積了深水盆地相的黑色富含硅質和碳質的泥頁巖，裂陷槽兩側主要沉積了碳酸鹽巖臺地相的灰色厚層含生物屑灰巖，利川地區局部沉積呈點狀或條帶狀分布的生物礁灰巖。

2 樣品采集及測試方法

恩地2井位于晚二疊世裂陷槽內沉積區，大隆組發育了富有機質頁巖，從測井曲線（圖2）可見深色泥巖段自然伽馬表現為異常高值，深側向和淺側向電阻率值偏低；灰巖段自然伽馬值偏低，深側向和淺側向電阻率較高，其中1 215.0 ～1 256.0 m井段獲得頁巖含氣量較高，本次研究實驗樣品主要來自恩地2井大隆組含氣層段。共完成120件巖心樣品總有機碳含量測定、X射線衍射全巖礦物分析；34件樣品干酪根顯微組分分析；26樣品件鏡質體反射率測定；6件樣品氬離子拋光場發射掃描電鏡觀察；7件樣品二氧化碳和氮氣吸附實驗用于孔隙結構分析；23件頁巖現場含氣量測定實驗；35件樣品微量元素分析，樣品位置如圖2所示。

頁巖X射線衍射全巖礦物分析，依據《沉積巖中黏土礦物和常見非黏土礦物X射線衍射分析方法》（SY/T 5163—2018）[15]，在電壓40 kV、電流40 mA的條件下，采用理學SmartLab SE型X射線衍射儀進行。有機碳質量分數測定，依據《沉積巖中總有機碳的測定》（GB/T 19145—2022）[16]，采用日本島津TOCL CPH SM5000總有機碳分析儀進行。干酪根顯微組分測試，依據《透射光—熒光干酪根顯微組分鑒定及類型劃分方法》（SY/T 5125—2014）[17]，采用DMLD 型顯微鏡進行。鏡質體反射率（Ro）測試，依據《沉積巖中鏡質體反射率測定方法》（SY/T 5124—2012）[18]，采用德國Leica MPM80體視顯微鏡進行。場發射掃描電鏡觀察采用EVO LS 15掃描電子顯微鏡系統，依據《油氣儲層砂巖樣品掃描電子顯微鏡分析方法》（GB/T 18295—2001）[19]進行。低溫低壓二氧化碳和氮氣吸附測試均采用Quantachrome儀器公司的Autosorb IQ3全自動比表面吸附儀，二氧化碳吸附測試以二氧化碳為吸附質，測定相對壓力在0～0.03區間內對應的氣體吸附量，應用DFT（density functional theory）模型處理數據，主要分析微孔孔隙體積和微孔比表面積；氮氣吸附測試在液氮溫度（-195.8 ℃）下測定氮氣在不同壓力下的吸附量和脫附量，應用BJH（Barret-Joyner-Halenda）模型計算孔隙體積及比表面積等相應參數。頁巖微量元素分析，依據《硅酸鹽巖石化學分析方法：第30部分： 44個元素量測定》（GB/T 14506.30—2010）[20]，采用電感耦合等離子體質譜儀進行。以上樣品測試均在武漢新生紀科技有限公司完成。

頁巖含氣量測定采用重慶地質礦產研究院生產的頁巖含氣量測定儀，巖心從井口取出后首先放置在密封的鋼制解吸罐內，然后用軟管連接解吸罐和含氣量測定儀，收集巖心逸出的氣體并計算氣體體積，再根據頁巖起始解吸速率和損失氣時間計算損失氣量。本次采用的頁巖總含氣量為解吸氣和損失氣之和。該實驗在鉆井現場自然環境下完成，最終得到的氣體體積均換算為標準狀態（20 ℃，101.325 kPa）下的體積。

3 礦物特征與巖相劃分

3.1 礦物組分

恩地2井大隆組頁巖礦物組分以石英、黏土礦物、斜長石、方解石、白云石、黃鐵礦和赤鐵礦為主，個別樣品檢測出少量鉀長石、菱鐵礦、鐵白云石和硬石膏。掃描電鏡下石英通常呈不規則的多邊形，偶見微裂縫發育，礦物粒徑普遍介于1～10 μm之間，邊緣呈次圓—次棱角狀，能譜分析主要元素為O和Si（圖3a、b）；黏土礦物大多呈條帶狀或絮狀，具有成層性和較好的晶型結構，能譜分析主要元素為O、Al和Si（圖3c、d）；白云石一般呈較規則的四邊形，礦物粒徑為1～20 μm，礦物內和礦物邊緣常發育溶蝕孔洞，能譜分析主要元素為O、Mg和Ca（圖3e、f）；方解石多呈不規則的多邊形，礦物粒徑為1～10 μm，礦物內常發育大小不一的溶蝕孔洞，能譜分析主要元素為C、O和Ca（圖3g、h）。

由各礦物體積分數統計結果可知：石英體積分數為9.7%～87.2%，是大隆組頁巖最主要的礦物成分，平均體積分數高達56.8%；黏土礦物體積分數為4.7%～80.0%，平均體積分數可達20.9%；斜長石體積分數為0.9%～22.9%，平均體積分數為6.5%；方解石體積分數為0.2%～38.4%，平均體積分數為7.3%；白云石體積分數為0.2%～48.6%，平均體積分數為3.9%；黃鐵礦體積分數為0.8%～14.7%，平均體積分數為3.8%。由礦物組分分析結果可知，大隆組富有機質頁巖層段是一套以石英和黏土礦物為主的硅質泥頁巖。

3.2 巖相劃分方案

富有機質頁巖大多形成于凝縮段，一般具有非均質性較強的特點，劃分頁巖巖相類型對于預測儲層“甜點段”有著重要的意義。國內外學者[2124]在頁巖巖相劃分方面所采用的方法還未形成統一標準，根據不同區域不同地層頁巖特征，劃分依據包括礦物成分、沉積結構、有機質豐度和生物特征等。國內學者[2526]已對揚子地區志留系龍馬溪組頁巖開展了較深入的頁巖巖相劃分研究，主要采用三端元圖解劃分巖相。鄂西地區晚二疊世主要沉積了黑色灰黑色薄層狀含碳硅質泥巖，發育水平層理，鉆井巖心和野外露頭均未見到典型的沉積構造特征層段差異性，因此本次研究以硅酸鹽礦物（石英+長石）、碳酸鹽巖礦物（方解石+白云石）、黏土礦物三端元圖解劃分大隆組頁巖巖相，共劃分出4個巖相組合（大類）和16個巖相（類），具體劃分方案見表1。

3.3 巖相特征

按照巖相劃分方案[2324]分類統計恩地2井大隆組頁巖巖相類型，結果（表1）顯示大隆組富有機質頁巖層段主要巖相組合為硅酸鹽巖類，包括硅質巖相（S）、黏土質硅質巖相（S1）和混合質硅質巖相（S2），三者體積分數分別為35.8%、23.3%和21.7%。其他巖相組合多以夾層形式發育于大隆組地層中，單層厚度一般小于5 cm，鈣質硅質巖相（S3）、如硅質黏土巖相（CM3）、黏土質硅質混合巖相（M2）、鈣質硅質混合巖相（M3）等。相較于湖北宜昌和重慶涪陵地區龍馬溪組頁巖[2728]（圖4a）和美國典型頁巖[29]礦物組成（圖4b）特征，恩地2井大隆組硅酸鹽礦物體積分數較高，大隆組富有機質頁巖硅酸鹽礦物（石英+長石）體積分數普遍超過50%（表1），碳酸鹽礦物和黏土礦物體積分數較少。

根據巖相垂向分布特征，可將恩地2井大隆組富有機質頁巖層段劃分為5個巖相組合段（圖2、表2）。如表2所示：第②巖相組合段內巖性為灰色含生物屑粉晶灰巖，不含氣，本文不作詳細討論；①③④⑤組合段內硅質巖相、黏土質硅質巖相、混合質硅質巖相為主要巖相類型，對這三種巖相特征詳細闡述如下。

3.3.1 硅質巖相

該巖相類型在恩地2井大隆組第①和第④巖相組合段（1 252.8～1 255.2 m，1 230.0～1 241.0 m）巖相占比較高（表2）。該巖相中石英平均體積分數為75.2%，長石平均體積分數為4.7%，方解石平均體積分數為3.9%，白云石平均體積分數為2.0%，黃鐵礦平均體積分數為3.1%，黏土礦物平均體積分數為11.1%。該巖相類型巖心為黑色（圖5a），發育水平層理，見少量深灰色鈣質紋層，局部見數條高角度裂隙（圖5b），裂隙寬度一般不超過3 mm，均被方解石完全充填，巖心硬度大，較脆，大多沿層理面和高角度裂隙碎裂成數厘米的小塊。鏡下觀察石英多呈不定形隱晶質結構，部分為微晶結構，可見大量圓狀橢圓狀硅質放射蟲（圖5c），反映出生物硅是大隆組硅質來源之一。

3.3.2 黏土質硅質巖相

該巖相在恩地2井大隆組第③巖相組合段（1 241.0～1 250.4 m）巖相占比最高（表2、圖5d）。該巖相中石英平均體積分數為48.2%，長石平均體積分數為9.2%，方解石平均體積分數為3.0%，白云石平均體積分數為2.4%，黃鐵礦平均體積分數為6.6%，黏土礦物平均體積分數為30.6%。該巖相巖心為黑色—灰黑色，水平層理較發育，發育星點狀黃鐵礦或透鏡狀黃鐵礦集合體（圖5e），局部見腕足生物碎片，放射蟲富集層（單層1～5 cm）較發育，局部發育高角度裂縫和層理縫，被方解石完全充填，該段巖心硬度和脆性較硅質巖相明顯減小，巖心較完整。鏡下黏土質通常表現為深色鱗片狀或網狀分布（圖5f）。

3.3.3 混合質硅質巖相

該巖相在恩地2井大隆組第③和第⑤巖相組合段（1 241.1～1 250.4 m，1 213.5～1 230.0 m）巖相占比較高（表2）。該巖相類型石英平均體積分數為58.7%，長石平均體積分數為7.4%，方解石平均體積分數為10.3%，白云石平均體積分數為4.0%，黃鐵礦平均體積分數為4.8%，黏土礦物平均體積分數為14.8%。該巖相巖心為黑色—灰黑色（圖5g），發育水平層理（圖5h），夾較多灰質夾層，夾層中見生物屑（圖5i），發育高角度裂隙和層理縫，被方解石完全充填。該井段巖相類型多，縱向變化快。鏡下方解石通常為泥晶微晶結構，層理清晰，部分樣品中見腕足生物化石碎片順層分布，并被方解石交代。

4 儲層特征

4.1 有機地球化學特征

4.1.1 有機質類型

在生物顯微鏡下將恩地2井大隆組頁巖干酪根樣品放大400～600倍進行觀察，可見干酪根主要由棉絮狀、團粒狀腐泥組無定形體和少量無結構鏡質體組成（圖6）。測得Ⅰ型干酪根樣品26件，類型指數[17]平均值為89.5，Ⅱ1型干酪根樣品8件，類型指數平均值為77.5；說明研究區大隆組有機質主要來源于藻類、海洋浮游生物和少量孢子等，生烴潛力較大。大隆組頁巖巖心和鏡下觀察均發現大量硅質放射蟲等生物化石，表明大隆組具較高的初級生產力。前人[30]研究表明無定形有機質內常形成孔隙且面孔率高，是優質的頁巖孔隙類型。

4.1.2 總有機碳質量分數

鄂西地區二疊系大隆組富有機質頁巖具有有機碳質量分數顯著高于揚子地區其他海相頁巖層系的特點，前人[31]在湖北建始、恩施、鶴峰一帶采集的頁巖樣品有機碳質量分數大多超過4%。恩地2井大隆組有機碳質量分數介于1.5%～19.5%之間，平均值為8.9%，其中在1 239.0 ～1 254.0 m井段，平均有機碳質量分數高達10.9%。綜合分析頁巖不同礦物組分和有機碳質量分數之間的關系（圖7）可知：w（硅酸鹽礦物）在0～60%區間與w（TOC）呈正相關關系，w（硅酸鹽礦物）在60%～100%區間與w（TOC）呈負相關關系（圖7a）；w（黏土礦物）在0～30%區間與w（TOC）呈正相關關系，w（黏土礦物）在40%～100%區間與w（TOC）呈負相關關系（圖7b）；w（碳酸鹽巖礦物）與w（TOC）之間未顯示出明顯的相關性（圖7c）。雖然硅酸鹽礦物和黏土礦物在不同體積分數區間表現出與w（TOC）不同的相關性，但w（硅酸鹽礦物）在0～40%和w（黏土礦物）在40%～100%區間樣品占比較小，可認為不具有統計學意義。主體數據投影位置顯示，大隆組頁巖w（TOC）與w（硅酸鹽礦物）呈弱負相關關系，與w（黏土礦物）呈較明顯的正相關關系。統計得出大隆組w（TOC）最高的巖相是黏土質硅質巖（圖7d），即w（硅酸鹽礦物）約60%，w（黏土礦物）約30%，w（碳酸鹽巖礦物）小于5%的巖相類型;可見任何一種單一礦物類型高度富集均不利于有機質的富集。

4.1.3 有機質成熟度

鏡質體反射率測定結果顯示，恩地2井大隆組頁巖Ro為

2.53%～2.79%，處于過成熟階段早期，干酪根已經進入裂解生干氣階段；與四川盆地志留系龍馬溪組Ro值（平均值為2.1%～3.0%）相近[32]，過成熟階段是較有利于頁巖氣成藏的成熟度階段。

4.2 孔隙結構

掃描電鏡觀察表明，大隆組富有機質頁巖發育的孔隙類型包括粒間孔、粒內孔、有機質孔和微裂縫等，其中粒內孔主要包括溶蝕孔、黏土礦物層間孔和黃鐵礦晶間孔，各孔隙類型特征如表3和圖8所示，其中粒間孔和有機質孔是大隆組富有機質頁巖分布最廣的孔隙類型。大隆組石英、方解石等脆性礦物體積分數較高，礦物間常形成大小不一的粒間孔，尤其是以石英為主的硅質礦物形成的剛性孔隙骨架，

剛性孔隙骨架

可以減少在成巖過程中孔隙被壓實改造。大隆組頁巖有機質體積分數高，大多與黃鐵礦和黏土礦物交織共生，主要呈條帶狀或破碎狀充填在礦物粒間或裂縫內，當Ro≥0.6%時，因生烴熱演化過程中的有機質消耗和成分收縮，有機質內常發育孔隙，有機質孔是大隆組泥頁巖最主要的孔隙類型。觀察發現大隆組的有機質大多難以辨別其生物的原始結構，因此大隆組頁巖中的有機質孔隙屬于次生有機質孔隙，是有機質熱演化和烴類排出機制致使有機質內形成橢圓形麻點狀或撕裂狀的孔隙。大隆組有機質孔孔徑分布在1～200 nm之間，大量的微孔和介孔均形成于有機質孔內，增加了氣體吸附比表面積，且其油性表面更有利于烴類氣體的吸附[33]。

恩地2井大隆組頁巖氮氣、二氧化碳吸附實驗結果（表4）顯示頁巖中微孔（孔徑＜2 nm）、介孔（2nm≤孔徑lt;50 nm）和宏孔（≥50 nm）均有發育，孔隙體積和孔比表面積均表現出由大隆組頂至底逐漸增大的趨勢。大隆組頁巖孔隙中介孔是頁巖孔隙總體積的主要貢獻者，計算得知平均貢獻為69%，微孔平均貢獻為23%，宏孔平均貢獻為8%（圖9a）；微孔是頁巖孔隙總比表面積的主要貢獻者，計算得知平均貢獻為60%，介孔平均貢獻為39%，宏孔平均貢獻小于1%（圖9b）。

統計各孔隙參數與礦物成分之間的關系（圖10）發現，恩地2井大隆組頁巖BET比表面積，微孔和介孔的孔隙體積、孔比表面積均與黏土礦物體積分數呈正相關（圖10a、b、c、e、f），并與碳酸鹽巖礦物和硅酸鹽礦物呈負相關，而宏孔的孔隙體積和孔比表面積與各礦物組成無明顯的相關性（圖10d、g）。統計孔隙參數與w（TOC）的關系發現，頁巖微孔、介孔孔隙體積與w（TOC）呈明顯正相關性，頁巖BET比表面積、微孔比表面積、介孔比表面積與w（TOC）均呈明顯的正相關性，而宏孔的孔隙體積和孔比表面積均未與w（TOC）表現出明顯的相關性（圖10h、i）。以上結果表明，微孔和介孔是大隆組頁巖氣最主要的賦存空間類型，頁巖中黏土礦物和有機碳的富集有利于頁巖在成巖與生烴演化過程中微孔和介孔的形成。吸附態是頁巖氣聚集的主要方式之一，當頁巖氣吸附在孔隙表面，由于其特殊的物理狀態，不容易在構造演化中流失，微孔和介孔這種納米級孔隙可為頁巖氣的儲集提供大量的可吸附表面，是頁巖優質的儲集孔隙類型，因此微孔和介孔的發育程度是判斷頁巖儲集條件的重要標準之一。

4.3 含氣性

資料[34]顯示，湖北恩施地區地溫梯度約1.8 ℃/hm。

本次頁巖含氣量測定實驗共經過兩個溫度的解吸階段，分別為38 ℃（地溫階段）和90 ℃（高溫階段）（圖11，表5）。

38 ℃為模擬鉆井大隆組地層溫度（即地溫階段），此階段解吸速度用于計算含氣量測定實驗開始前頁巖氣損失氣量;90 ℃高溫加熱是為了加速頁巖氣的解吸附過程，以滿足鉆探工程進度要求。含氣量測定實驗開始后，當地溫階段單小時收集氣體體積小于50×10-3 m3時，則開始高溫解吸階段;當高溫解吸階段單小時收集氣體體積小于5×10-3 m3時，則結束整個含氣量測定實驗。

該實驗現場得到了巖心初始氣體解吸附速度、損失時間、解吸附時間、解吸附氣量和巖心質量等數據。

先利用初始氣體解吸附速率和損失時間計算出損失氣量，再用損失氣量加巖心解吸附氣量，最后結合巖心樣品質量計算出單位質量巖心含氣量，含氣量單位為m3/t。

頁巖氣解吸附遵循由宏孔至微孔、由游離氣至吸附氣的過程[3536]。損失氣時間和地溫階段解吸初期，釋放的氣體主要是頁巖中裂縫和連通性較好的宏孔中的游離氣；地溫階段解吸中期主要是頁巖宏孔、微裂隙和少量介孔中的游離氣和吸附氣；高溫解吸階段是本次實驗的關鍵階段，釋放的氣體主要來自介孔和微孔的吸附氣，該階段是一個漫長的氣體擴散釋放過程，高溫可以降低頁巖的吸附量，加速解吸附過程[35]。本次解吸實驗高溫階段解吸氣量可以反映出頁巖小孔徑內的吸附氣量，統計可知，恩地2井大隆組高溫階段解吸氣含量占總含氣量比例平均為53%，高溫解吸氣占比與黏土礦物體積分數、w（TOC）和含氣量均表現正相關性（圖12a、b）；證明大隆組微孔和介孔中的吸附氣是總含氣量的重要組成部分，高體積分數的黏土礦物和有機質有利于大隆組微小孔隙系統的建立。恩地2井在1 215.0～1 253.0 m層段巖心含氣量介于1.6～5.9 m3/t之間，平均值為3.0 m3/t，總含氣量與w（TOC）呈較明顯的正相關關系（圖12c）。結合全巖X射線衍射礦物數據分析，恩地2井大隆組總含氣量與黏土礦物體積分數呈正相關關系，與硅酸鹽礦物呈負相關關系，與碳酸鹽礦物沒有較明顯的相關性（圖12d）；也可說明黏土礦物是研究區大隆組頁巖氣富集的關鍵礦物類型。

5 頁巖氣富集優勢巖相

國內外目前大多觀點[3，8，2728]認為，形成具有商業開采價值的頁巖氣基本條件包括高含氣量、高有機質豐度、較高熱成熟度和高硅質礦物。鄂西地區大隆組頁巖Ro介于2.2%～2.8%之間，總體處于過成熟階段早期，是較有利于頁巖氣成藏的成熟度階段。恩地2井礦物組分數據顯示，恩施地區大隆組含氣層段頁巖硅質含量高，硅酸鹽礦物體積分數平均達到66%。因此頁巖成熟度和硅質礦物體積分數為本次評價的常量指標，頁巖含氣量和有機碳質量分數是評價主要參考的變量指標。

頁巖含氣量是判斷頁巖的是否具有經濟開采價值的最有效、最直接的指標。北美已商業開發的頁巖氣層含氣量主要為1～9 m3/t，中國南方頁巖氣田志留系龍馬溪組海相頁巖的含氣量為2～3 m3/t[28]，鄂西地區目前已實施的10余口針對二疊系的頁巖氣地質調查井現場解吸含氣量為1～6 m3/t，大多為2～4 m3/t。國內外油氣田常用標準[27， 37]認為Ⅰ類優勢巖相的頁巖含氣量＞4 m3/t，Ⅱ類優質巖相的頁巖含氣量為2～4 m3/t。恩地2井頁巖含氣量測定實驗中有3個樣品含氣量超過4 m3/t，其中2個樣品巖相類型為混合質硅質巖，1個樣品巖相類型為黏土質硅質巖，其余巖相類型樣品平均含氣量均未超過4 m3/t；為了進一步劃分，將含氣量介于3～4 m3/t之間定義為Ⅱ1類優質巖相，含氣量介于2～3 m3/t之間的定義為Ⅱ2類優質巖相。

國內外學者根據不同地區和不同層位頁巖氣勘探開發實踐總結出了不同的有機碳質量分數評價標準，目前大多學者認為具有商業開采潛力的頁巖氣藏w（TOC）應不小于2%[28]，如果頁巖的有效厚度較小，則商業開采的w（TOC）下限應進一步提高。鄂西地區二疊系大隆組頁巖有機碳質量分數高，有效頁巖層段相對較薄（＜30 m），由圖12c可知恩地2井總含氣量與w（TOC）呈正相關，當頁巖樣品w（TOC）超過10%，頁巖含氣量顯著增加，平均可達3.7 m3/t，w（TOC）小于10%的頁巖樣品，平均含氣量為2.4 m3/t，w（TOC）小于4%的頁巖樣品，平均含氣量僅為1.9 m3/t；因此本次評價認為湖北恩施地區大隆組Ⅰ類優勢巖相的頁巖w（TOC）應大于10%，Ⅱ類優質巖相的頁巖w（TOC）分布在4%～10%之間，其中4%～7%為Ⅱ2類，7%～10%為Ⅱ1類。統計結果（表6）顯示：恩地2井大隆組黏土質硅質巖相w（TOC）平均為12.6%，達到Ⅰ類優勢巖相標準；混合質硅質巖相和硅質巖相w（TOC）平均分別為9.0%和7.4%，均達到Ⅱ1類優勢巖相標準。

選取w（TOC）和總含氣量指標評價下限作為綜合評價結果，認為鄂西恩施地區二疊系大隆組黏土質硅質巖相和混合質硅質巖相屬于Ⅱ1類頁巖氣優勢巖相，硅質巖相屬于Ⅱ2類頁巖氣優勢巖相類型，黏土質硅質巖有機碳質量分數較混合質硅質巖更高；因此黏土質硅質巖相為鄂西恩施地區二疊系大隆組頁巖氣富集最優質巖相類型。恩地2井黏土質硅質巖相和混合質硅質巖相占比最高的井段位于1 241.0 ～1 250.4 m，該井段灰巖夾層少，大隆組富有機質頁巖w（TOC）平均為11.1%，含氣量平均為3.5 m3/t，最大可達5.9 m3/t，是湖北恩施地區大隆組頁巖氣最有利的層段，亦可稱為“甜點段”。確定頁巖儲層“甜點段”對于頁巖氣的高效開發至關重要。

6 有機質富集機理探討

含氣量是判斷頁巖是否經濟可采的關鍵指標[27]。綜合本次研究的各項數據，認為湖北恩施地區二疊系大隆組w（TOC）直接影響含氣量（圖10a），w（TOC）是評判鄂西地區大隆組頁巖優劣最有效的指標之一;因此大隆組有機碳富集機理是值得我們探討的方向，包括影響大隆組頁巖有機碳富集的主要因素是高古生產力還是缺氧環境，以及高有機碳質量分數是否與富硅質的特性相關等。前人[3840]對中揚子地區晚二疊世硅質成因看法各異，通過元素地球化學特征分析，得出的結論主要包括生物成因、熱液成因、上升流成因等。

筆者認為恩施地區二疊系大隆組高硅質的形成主要與峨眉山地幔柱活動和相伴生的熱液活動相關；鄂西恩施地區晚二疊世位于裂陷槽內部，硅質巖沉積于碳酸鹽巖補償界面之下，海底熱液攜帶富硅的營養物質上涌，致使該時期藻類、放射蟲等硅質生物繁盛，在大隆組巖心上可以觀察到富硅質放射蟲的條帶；海水富硅是晚二疊世硅質生物繁盛和大隆組頁巖富硅的根本原因，也是硅質生物繁盛的主要原因，恩地2井大隆組硅酸鹽礦物體積分數與w（TOC）并未呈明顯的正相關關系，反而部分極高硅酸鹽礦物體積分數樣品有機碳質量分數較低，因此筆者認為大隆組有機質富集與硅質事件無直接關系。

沉積環境控制著頁巖有機碳質量分數，鄂西大隆組頁巖沉積在臺地坳陷地區缺（貧）氧而富硫的還原環境中，構造運動伴隨的上升流提供大量的富硅營養物質，缺氧的環境有利于有機質的保存，陸源碎屑含量整體較低[38， 41]。恩地2井大隆組有機質類型主要為Ⅰ型干酪根，鏡下觀察為彌散狀的無定形體，掃描電鏡下可以觀察到有機質填充在石英、方解石等礦物間，并與層狀黏土礦物交互共生。研究[27]表明，黏土礦物對有機質具有較強的吸附作用，恩地2井大隆組w（TOC）與黏土礦物體積分數呈正相關關系，證明了高黏土礦物體積分數有利于有機質的吸附和保存。

古生產力反映了單位水體面積產生有機質的速度[42]，依據大隆組微量元素分析結果，可探討其沉積環境和古生產力水平。Ni、Zn和Cu通常會以硫化物的形式保存在沉積物中，其質量分數可作為評價初級生產力的替代指標[43]。

恩地2井大隆組中，Ni、Zn和Cu質量分數反映該組中古生產力由底至頂逐漸降低，其中在1 230.0 ～1 250.0 m井段較高。

U、Mo、V等元素在還原條件下的水體中容易沉積下來，因此其元素質量分數可用來指示水體的氧化還原環境[44]。另外一些元素的比值也常作為水體的氧化還原指標，如V/（V+Ni）、V/Cr、U/Th和Ni/Co值[4547]，具體來講：V/（V+Ni）＜0.46指示水體處于氧化環境，V/（V+Ni）＞0.60指示水體處于缺氧環境，V/（V+Ni）在0.46～0.60之間指示水體處于次氧化環境；當V/Cr＞4.25時，指示水體缺氧，當V/Cr介于2.00～4.25之間時指示水體貧氧環境；U/Th＞1.25時指示還原環境，U/Th＜0.75時指示氧化環境；當Ni/Co＜5時，指示氧化環境，Ni/Co值介于5～7之間時，指示貧氧環境，當Ni/Co≥7時，指示缺氧環境。分析大隆組各氧化還原指標值垂向變化特征（表7，圖13），其中V/（V+Ni）與U/Th值顯示大隆組富有機質頁巖段完全處于缺氧的還原環境，僅在局部指示為氧化還原環境；而V/Cr、Ni/Co值顯示大隆組主體處于缺氧的還原環境，但在部分層段存在間歇性氧化還原環境和氧化環境水體。

結合有機碳質量分數數據分析，恩地2井大隆組w（TOC）與古生產力指標Ni、Zn和Cu元素質量分數均表現為正相關性（圖14a）；w（TOC）與氧化還原指標V、Mo和Ni/Co（圖14b、c）指示的還原性呈正相關關系，與U、V/Cr和U/Th值指示的水體還原性呈負相關關系，與V/（V+Ni）值無明顯相關性。因此認為該區大隆組高有機質含量是高生產力和水體還原環境的共同結果，其中高生產力是有機質富集的更重要原因。

大隆組中下段（1 239.0 ～1 255.0 m）巖心可以觀察到較多灰綠色斑脫巖夾層，夾層單層厚度1～3 mm，研究區二疊世晚期受到峨眉山火山事件影響[4850]，火山灰帶來大量的營養物質，使得該時期初級生產力提高，水體耗氧量增大以及大規模的海侵，導致底層水體處于缺氧的還原環境，有機質伴隨著的黏土礦物較好地保存下來。

圖例同圖2。

7 結論

1）鄂西地區上二疊統大隆組富有機質頁巖以硅質巖相、黏土質硅質巖相和混合質硅質巖相為主，大隆組有機質類型主要為Ⅰ型，有機碳質量分數高，w（TOC）平均為8.9%，Ro為2.53% ～2.79%，處于裂解生干氣階段。以總含氣量和w（TOC）建立鄂西二疊系大隆組頁巖評價標準，恩地2井大隆組頁巖主要屬于頁巖氣Ⅱ類優勢巖相，黏土質硅質巖相和混合質硅質巖相平均含氣量分布在3.0～4.0 m3/t之間，平均w（TOC）大于7.0%，為Ⅱ1類優勢巖相類型，硅質巖平均含氣量分布在2.0～3.0 m3/t之間，平均w（TOC）大于4%，為Ⅱ2類頁巖氣優勢巖相類型，

恩地2井Ⅱ1類優勢巖相主要分布在井深1 241.0～1 250.4 m段，該段為大隆組頁巖氣“甜點段”。

2）大隆組孔隙類型主要包括粒間孔、粒內孔、有機質孔和微裂隙，孔徑由數納米至數微米均有分布。介孔是大隆組頁巖孔隙體積的主要貢獻者，微孔是孔比表面積的主要貢獻者。高有機碳質量分數和高黏土礦物體積分數有利于頁巖中微小（孔徑＜50 nm）孔隙系統的建立，微孔和介孔中的吸附氣是總含氣量的重要組成部分，大隆組高含氣量頁巖具有高黏土礦物體積分數和高有機碳質量分數的特征。

3）鄂西地區二疊系大隆組高硅質含量特征可能與峨眉山地幔柱活動和相伴生的熱液活動相關，硅質熱液和上升流是硅質生物繁盛和大隆組頁巖富硅的根本原因，硅質含量與大隆組頁巖有機質富集無明顯相關性。大隆組硅質頁巖高有機質含量是高生產力和水體還原環境的共同結果，高古生產力是有機質富集的更重要原因。構造演化過程中，大隆組富硅質頁巖中脆性礦物組成的剛性格架可以減少有機質在壓實作用和構造擠壓作用下孔隙的閉合。因此鄂西地區大隆組優質頁巖儲層是有利的沉積環境以及后期成巖演化綜合作用的結果。

參考文獻（References）：

[1] 鄒才能， 朱如凱， 董大忠， 等. 頁巖油氣科技進步、發展戰略及政策建議[J]. 石油學報， 2022，43（12）： 16751686.

Zou Caineng， Zhu Rukai， Dong Dazhong， et al. Scientific and Technological Progress， Development Stratergy and Policy Suggestion Regarding Shale Oil and Gas[J]. Acta Petrolei Sinica， 2022， 43（12）： 16751686.

[2] 許露露， 溫雅茹， 張焱林， 等. 鄂西地區上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組頁巖含氣性特征及保存條件[J]. 石油實驗地質， 2021，43（3）： 395405.

Xu Lulu， WenYaru， Zhang Yanlin， et al. Gas-Bearing Characteristics and Preservation Conditions of Upper Ordovician Wufeng-Lower Silurian Longmaxi Shale in Western Hubei[J]. Petroleum Geology amp; Experiment， 2021， 43（3）： 395405.

[3] 劉忠寶， 王鵬威， 聶海寬， 等. 中上揚子地區寒武系頁巖氣富集條件及有利區優選[J]. 中南大學學報（自然科學版）， 2022，53（9）： 36943707.

Liu Zhongbao， Wang Pengwei， Nie Haikuan， et al. Enrichment Conditions and Favorable Prospecting Targets of Cambrian Shale Gas in Middle-Upper Yangtze[J]. Journal of Central South University （Science and Technology）， 2022， 53（9）： 36943707.

[4] 謝通， 王億， 潘詩洋， 等. 湖北恩施恩地1井上二疊統大隆組裂縫發育規律及其對含氣性的影響[J]. 資源環境與工程， 2021，35（3）： 324328.

Xie Tong， Wang Yi， Pan Shiyang， et al. Fracture Development Law of Upper Permian Dalong Formation and Its Influence on Gas Bearing Property in Well Endi 1， Enshi， Hubei Province[J]. Resources Environment amp; Engineering， 2021， 35（3）： 324328.

[5] 謝通， 潘詩洋， 王億， 等. 鄂西恩地1井上二疊統大隆組頁巖氣富集主控因素分析[J]. 資源環境與工程， 2022，36（2）： 149153.

Xie Tong， Pan Shiyang， Wang Yi， et al. Analysis on Main Controlling Factors of Shale Gas Enrichment in Upper Permian Dalong Formation in Well Endi 1，Western Hubei[J]. Resources Environment amp; Engineering， 2022， 36（2）： 149153.

[6] 王鵬威， 劉忠寶， 李雄， 等. 川東紅星地區上二疊統吳家坪組頁巖發育特征及其頁巖氣富集意義[J]. 石油與天然氣地質， 2022，43（5）： 11021114.

Wang Pengwei， Liu Zhongbao， Li Xiong， et al. Development of the Upper Permian Wujiaping Shale in Hongxing Area，Eastern Sichuan Basin，and Its Significance to Shale Gas Enrichment[J]. Oil amp; Gas Geology， 2022， 43（5）： 11021114.

[7] Slatt R M， Rodriguez N D. Comparative Sequence Stratigraphy and Organic Geochemistry of Gas Shales： Commonality or Coincidence？[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering， 2012， 8： 6884.

[8] Koenitzer S F， Davies S J. Depositional Controls on Mudstone Lithofacies in a Basinal Setting; Implications for the Delivery of Sedimentary Organic Matter[J]. Journal of Sedimentary Research， 2014， 84（3）： 198214.

[9] Wang Y， Wang X J， Song G Q， et al. Genetic Connection Between Mud Shale Lithofacies and Shale Oil Enrichment in Jiyang Depression， Bohai Bay Basin[J]. Petroleum Exploration and Development Petroleum Exploration and Development， 2016， 43（5）： 759768.

[10] 王高翔， 趙圣賢， 陳雷， 等. 層序格架下頁巖巖相非均質性及其儲層品質差異性： 以四川盆地川南長寧地區五峰組—龍一段頁巖為例[J]. 天然氣地球科學， 2022，33（10）： 16751690.

Wang Gaoxiang， Zhao Shengxian， Chen Lei， et al. Shale Lithofacies Heterogeneity and the Different of Reservoir Quality Within Sequence Stratigraphic Framework： Case Study of Wufeng Formation-Lower Longmaxi Formation in Changning Area，South Sichuan Basin[J]. Natrual Gas Geoscience， 2022， 33（10）： 16751690.

[11] 白盧恒， 石萬忠， 張曉明， 等. 下揚子皖南宣涇地區二疊系海相頁巖特征及其沉積環境[J]. 地球科學， 2021，46（6）： 22042217.

Bai Luheng， Shi Wanzhong， Zhang Xiaoming， et al. Characteristics of Permian Marine Shale and Its Sedimentary Environment in Xuanjing Area， South Anhui Province， Lower Yangtze Area[J]. Earth Science， 2021， 46（6）： 22042217.

[12] 舒志國. 中揚子湘鄂西區構造演化特征[J]. 石油天然氣學報， 2014，36（10）： 812.

Shu Zhiguo. Characteristics of Regional Structrual Evolution in the West Hunan-Hubei Area of Middle Yangtze Plate[J]. Journal of Oil and Gas Technology， 2014， 36（10）： 812.

[13] 何治亮， 汪新偉， 李雙建， 等. 中上揚子地區燕山運動及其對油氣保存的影響[J]. 石油實驗地質， 2011，33（1）： 111.

He Zhiliang， Wang Xinwei， Li Shuangjian， et al. Yanshan Movement and Its Influence on Petroleum Preservation in Middle-Upper Yangtze Region[J]. Petroleum Geology amp; Experiment， 2011， 33（1）： 111.

[14] 何幼斌， 羅進雄. 中上揚子地區晚二疊世長興期巖相古地理[J]. 古地理學報， 2010，12（5）： 497514.

He Youbin， Luo Jinxiong. Lithofacies Palaeogeography of the Late Permian Changxing Age in Middle and Upper Yangtze Region[J]. Journal of Palaeogeography， 2010， 12（5）： 497514.

[15] 沉積巖中黏土礦物和常見非黏土礦物X射線衍射分析方法： SY/T 51632018[S]. 北京： 石油工業出版社， 2018.

Analysis Method for Clay Minerals and Ordinary Non-Clay Mineralsin Sedimentary Rocks by the X-ray Diffraction： SY/T 51632018[S]. Beijing： Petroleum Industry Press， 2018.

[16] 沉積巖中總有機碳的測定： GB/T 19145—2022[S]. 北京： 中國標準出版社， 2003.

Determination of Total Organic Carbon in Sedimentary Rock： GB/T 19145—2022[S]. Beijing： Standards Press of China， 2003.

[17] 透射光—熒光干酪根顯微組分鑒定及類型劃分方法： SY/T 5125—2014[S]. 北京： 石油工業出版社， 2014.

Method of Identification Microscopically the Macerals of Kerogen and Indivision the Kerogen Typeby Transmitted-Light and Fluorescence： SY/T 5125—2014[S]. Beijing： Petroleum Industry Press， 2014.

[18] 沉積巖中鏡質體反射率測定方法： SY/T 5124—2012[S]. 北京： 石油工業出版社， 2012.

Method of Determining Microscopically the Reflectance of Vitrinite in Sedimentary： SY/T 5124—2012[S]. Beijing： Petroleum Industry Press， 2012.

[19] 油氣儲層砂巖樣品掃描電子顯微鏡分析方法： GB/T 18295—2001[S]. 北京： 中國標準出版社， 2001.

Analysis Method of Sandstone Sample of Petroleum and Gas Reservoir by Scanning Electron Microscope： GB/T 18295—2001[S]. Beijing： Standards Press of China， 2001.

[20] 硅酸鹽巖石化學分析方法： 第30部分： 44個元素量測定： GB/T 14506.30—2010[S]. 北京： 中國標準出版社， 2010.

Methods for Chemical Analysis of Silicate Rocks： Part 30： Determination of 44 Elements： GB/T 14506.30—2010[S]. Beijing： Standards Press of China， 2010.

[21] Loucks R G， Ruppel S C. Mississippian Barnett Shale： Lithofacies and Depositional Setting of a Deep-Water Shale-Gas Succession in the Fort Worth Basin， Texas[J]. AAPG Bulletin， 2007， 91（4）： 579601.

[22] Wang G C， Carr T R. Methodology of Organic-Rich Shale Lithofacies Identification and Prediction： A Case Study from Marcellus Shale in the Appalachian Basin[J]. Computers amp; Geosciences 2012， 49： 151163.

[23] Han C， Jiang Z X， Han M，et al. The Lithofacies and Reservoir Characteristics of the Upper Ordovician and Lower Silurian Black Shale in the Southern Sichuan Basin and Its Periphery[J]. Marine and Petroleum Geology， 2016， 75： 181191.

[24] Wu L Y， Lu Y B， Jiang S， et al. Pore Structure Characterization of Different Lithofacies in Marine Shale： A Case Study of the Upper Ordovician Wufeng-Lower Silurian Longmaxi Formation in the Sichuan Basin， SW China[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering， 2018， 57： 203215.

[25] 王超， 張柏橋， 舒志國， 等. 四川盆地涪陵地區五峰組龍馬溪組海相頁巖巖相類型及儲層特征[J]. 石油與天然氣地質， 2018，39（3）： 485497.

Wang Chao， Zhang Boqiao， Shu Zhiguo，et al. Lithofacies Types and Reservoir Characteristics of Marine Shales of the Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Fuling Area， the Sichuan Basin[J]. Oil amp; Gas Geology， 2018， 39（3）： 485497.

[26] 王曦蒙， 劉洛夫， 汪洋， 等. 川南地區龍馬溪組頁巖巖相對頁巖孔隙空間的控制[J]. 石油學報， 2019，40（10）： 11921201.

Wang Ximeng， Liu Luofu， Wang Yang， et al. Control of Lithofacies on Pore Space of Shale from Longmaxi Formation， Southern Sichuan Basin[J]. Acta Petrolei Sinica， 2019， 40（10）： 11921201.

[27] 吳藍宇， 胡東風， 陸永潮， 等. 四川盆地涪陵氣田五峰組龍馬溪組頁巖優勢巖相[J]. 石油勘探與開發， 2016，43（2）： 189197.

Wu Lanyu， Hu Dongfeng， Lu Yongchao， et al. Advantageous Shale Lithofaeies of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Fuling Gas Field of Sichuan Basin， SW China[J]. Petroleum Exploration and Development， 2016， 43（2）： 189197.

[28] 張保民， 陳孝紅， 蔡全升， 等. 鄂西宜昌斜坡帶五峰組龍馬溪組頁巖優勢巖相及其生氣潛力[J]. 中國地質， 2022，49（3）： 943955.

Zhang Baomin， Chen Xiaohong，Cai Quansheng， et al. Dominant Shale Lithofacies and Gas Generation Potential Analysis of the Wufeng-Longmaxi Formation in the Yichang Slope Area， Western Hubei Province[J]. Geology in China， 2022， 49（3）： 943955.

[29] Glaser K S ， Miller C K， Johnson， et al. Seeking the Sweet Spot： Reservoir and Completion Quality in Organic Shales[J]. Oilfield Review， 2013， 25（4）： 1629.

[30] 張毅， 鄭書粲， 高波， 等. 四川廣元上寺剖面上二疊統大隆組有機質分布特征與富集因素[J]. 地球科學， 2017，42（6）： 10081025.

Zhang Yi， Zheng Shucan， Gao Bo， et al. Distribution Characteristics and Enrichment Factors of Organic Matter in Upper Permian Dalong Formation of Shangsi Section， Guangyuan， Sichuan Basin[J]. Earth Science， 2017， 43（6）： 10081025.

[31] Liu W Q， Yao J X， Tong J N， et al. Organic Matter Accumulation on the Dalong Formation （Upper Permian） in Western Hubei， South China： Constraints from Multiple Geochemical Proxies and Pyrite Morphology[J]. Palaeogeography， Palaeoclimatology， Palaeoecology， 2019， 514： 677689.

[32] 聶海寬， 何治亮， 劉光祥， 等. 四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖氣優質儲層成因機制[J]. 天然氣工業， 2020，40（6）： 3141.

Nie Haikuan， He Zhiliang， Liu Guangxiang， et al. Genetic Mechanism of High-Quality Shale Gas Reservoirs in the WufengLongmaxi Fms in the Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry， 2020， 40（6）： 3141.

[33] 石學文， 吳偉， 胡海燕， 等. 瀘州地區深層五峰—龍馬溪組頁巖氣儲層全孔徑表征及其主控因素[J]. 地球科學， 2023，48（1）： 158172.

Shi Xuewen， Wu Wei， Hu Haiyan， et al. The Whole Apertures of Deeply Buried Wufeng-Longmaxi Formation Shale and Their Controlling Factors in Luzhou District， Sichuan Basin[J]. Earth Science， 2023， 48（1）： 158172.

[34] 廖媛， 袁立為， 王亮， 等. 湖北省地溫場特征分析[J]. 資源環境與工程， 2016，30（6）： 876881.

Liao Yuan， Yuan Liwei， Wang Liang， et al. The Characteristics of Geothermal Field in Hubei Province[J]. Resources Environment amp; Engineering， 2016， 30（6）： 876881.

[35] 郭為， 熊偉， 高樹生， 等. 頁巖氣等溫吸附/解吸特征[J]. 中南大學學報（自然科學版）， 2013，44（7）： 28362840.

Guo Wei， Xiong Wei， Gao Shusheng， et al. Isothermal Adsorption/Desorption Characteristics of Shale Gas[J]. Journal of Central South University （Science and Technology）， 2013， 44（7）： 28362840.

[36] 高和群， 曹海虹， 曾雋. 頁巖氣解吸規律新認識[J]. 油氣地質與采收率， 2019，26（2）： 8186.

Gao Hequn， Cao Haihong， Zeng Juan. New Understanding of Shale Gas Desorption Law[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency， 2019， 26（2）： 8186.

[37] 蔣裕強， 付永紅， 謝軍， 等. 海相頁巖氣儲層評價發展趨勢與綜合評價體系[J]. 天然氣工業， 2019，39（10）： 19.

Jiang Yuqiang， Fu Yonghong， Xie Jun， et al. Development Trend of Marine Shale Gas Reservoir Evaluation and a Suitable Comprehensive Evaluation System[J]. Natural Gas Industry， 2019， 39（10）： 19.

[38] 遇昊， 陳代釗， 韋恒葉， 等. 鄂西地區上二疊樂平統大隆組硅質巖成因及有機質富集機理[J]. 巖石學報， 2012，28（3）： 10171027.

Yu Hao， Chen Daizhao， Wei Hengye， et al. Origin of Bedded Chert and Organic Matter Accumulation in the Dalong Formation of Upper Permian in Western Hubei Province[J]. Acta Petrologica Sinica， 2012， 28（3）： 10171027.

[39] Wu W， Liu W Q， Mou C L， et al. Organic-Rich Siliceous Rocks in the Upper Permian Dalong Formation （NW Middle Yangtze）： Provenance， Paleoclimate and Paleoenvironment[J]. Marine and Petroleum Geology， 2021， 123： 104728.

[40] Meng Q， Xue W Q， Chen F Y， et al. Stratigraphy of the Guadalupian （Permian） Siliceous Deposits from Central Guizhou of South China： Regional Correlations with Implications for Carbonate Productivity During the Middle Permian Biocrisis[J]. Earth-Science Reviews， 2022， 228： 104011.

[41] 王秀平， 牟傳龍， 肖朝暉， 等. 湖北鶴峰地區二疊系大隆組黑色巖系特征及成因初探[J]. 天然氣地球科學， 2018，29（3）： 382396.

Wang Xiuping， Mou Chuanlong， Xiao Zhaohui， et al. Characteristics and Preliminary Study on Genesis of Black Rock Series of Upper Permian Dalong Formation in Hefeng Area， Hubei Province[J]. Natrual Gas Geoscience， 2018， 29（3）： 382396.

[42] 連夢利， 劉達東， 林瑞欽， 等. 黔北地區五峰組—龍馬溪組頁巖沉積環境及有機質富集機理[J]. 中南大學學報（自然科學版）， 2022，53（9）： 37563772.

Lian Mengli， Liu Dadong， Lin Ruiqin， et al. Sedimentary Environment and Organic Matter Enrichment Mechanism of WufengLongmaxi Shale in the Northern Guizhou Area[J]. Journal of Central South University （Science and Technology）， 2022， 53（9）： 37563772.

[43] Tribovillard N， Algeo T J， Lyons T， et al. Trace Metals as Paleoredox and Paleoproductivity Proxies： an Update[J]. Chemical Geology， 2006， 232（1/2）： 1232.

[44] Hatch J R， Leventhal J S. Relationship Between Inferred Redox Potential of the Depositional Environment and Geochemistry of the Upper Pennsylvanian （Missourian） Stark Shale Member of the Dennis Limestone， Wabaunsee County， Kansas， USA[J]. Chemical Geology， 1992， 99（1/2/3）： 6582.

[45] Jones B， Manning D A C. Comparison of Geochemical Indices Used for the Interpretation of Palaeoredox Conditions in Ancient Mudstones[J]. Chemical Geology， 1994， 111（1/2/3/4）： 111129.

[46] Wilde P，Quinby-Hunt M S， Erdtmann B D. The Whole-Rock Cerium Anomaly： A Potential Indicator of Eustatic Sea-Level Changes in Shales of the Anoxic Facies[J]. Sedimentary Geology， 1996， 101（1/2）： 4353.

[47] 鄭國棟， 孟慶濤， 劉招君. 松遼盆地北部青一段油頁巖地球化學特征及其記錄的古湖泊學信息[J]. 吉林大學學報（地球科學版）， 2020， 50（2）： 392404.

Zheng Guodong， Meng Qingtao， Liu Zhaojun. Geochemical Characteristics and Paleolimnological Information of Oil Shale in 1st Member of Qingshankou Formation in Northern Songliao Basin[J]. Journal of Jilin University （Earth Science Edition）， 2020， 50（2）： 392404.

[48] 高秋靈， 陳中強， 張寧， 等. 湖南嘉禾大窩嶺剖面晚二疊世吳家坪期—長興期之交長英質火山作用記錄[J]. 地球科學， 2022，47（8）： 29252939.

Gao Qiuling， Chen Zhongqiang， Zhang Ning， et al. Felsic Volcanisms Across the Wuchiapingian-Changhsingian Boundary （Late Permian） in the Dawoling Section， Jiahe Area， Hunan Province[J]. Earth Science， 2022， 47（8）： 29252939.

[49] 李天軍， 陳聰， 張璽華， 等. 川西北下二疊統茅口組古構造演化與控藏作用[J].斷塊油氣田， 2024，31（3）： 467477.

Li Tianjun， Chen Cong， Zhang Xihua， et al. Evolution of the Paleostructure and Its Control on Gas Reservoir of Lower Permian Maokou Formation in Northwest Sichuan[J]. Fault-Block Oil amp; Gas Field， 2024，31（3）： 467477.

[50] 潘磊， 秦華， 張文睿， 等. 川東南地區二疊系—三疊系碳酸鹽巖氣藏氣源及成因類型[J].斷塊油氣田， 2022，29（2）： 245250.

Pan Lei， Qin Hua， Zhang Wenrui， et al. Gas Source and Genetic Types of Permian-Triassic Carbonate Gas Reservoirs in Southeast Sichuan[J]. Fault-Block Oil amp; Gas Field， 2022，29（2）： 245250.